今年是全国统一电力市场初步建成的关键之年。在国家发展改革委、国家能源局推动下，我国跨电网经营区交易、跨省跨区交易、区内省间互济交易机制初步建立，并运转良好；省级现货市场连续运行、中长期市场带曲线连续运营即将在年内实现“全覆盖”，辅助服务市场、容量补偿机制持续完善，全国统一电力市场基本架构逐步成型。与此同时，新型电力系统加速构建，新能源全面入市等新形势、新变化将对电力市场建设产生深远影响。值此之际，近期国家发展改革委、国家能源局联合印发《电力现货连续运营地区市场建设指引》，恰逢其时、意义重大，为当前及今后一段时期我国电力市场规范化、高效化和可持续发展绘制了清晰蓝图。主要特点如下：
夯实电力中长期市场“压舱石”定位，推动中长期交易更好发挥保供稳价作用。长期以来，我国的电力中长期市场是以电力供需平衡为目的，以电能量实物为标的物的交易市场，有效保障电力可靠供应、稳定市场价格水平的作用显著。随着能源转型深入推进，电力系统供需形势更加复杂多变，亟须完善适应高比例新能源电力系统的市场机制。文件将电力中长期向更长、更短周期双向延伸，充分满足经营主体稳定收益和系统安全可靠运行需求。一是在长周期方面，允许新能源、核电和用户签订多年期协议，同时结合外部变化动态调整中长期比例限制，能够有效适应新能源发电特性，逐步形成引导长期投资和社会生产的价格信号，稳定市场预期；二是在短周期方面，加快推动中长期交易分时段组织与D-2连续开市，引导经营主体根据短时系统供需变化，灵活调整交易行为，满足系统运行需求。同时，推动煤电中长期限价逐步向现货市场限价贴近，做好中长期与现货交易价格的统筹衔接，实现市场协同。
完善现货市场运营机制，健全体现调节价值的现货市场竞价方式。现阶段，电力现货市场作为反映电力供需形势的“风向标”，市场价格优化发用电行为的引导作用不断显现。随着新能源电量全面入市，新能源对系统发展、运行的影响从量变走向质变，低边际成本、高系统成本特性不断凸显，需要进一步完善现货市场机制，引导各类经营主体主动参与系统调节。文件一方面考虑新能源电价改革政策影响，区分是否开展日前交易地区的运营方式，对于开展日前交易的地区，以发用两侧经营主体自主申报的量价信息出清和结算，通过日前价格信号激励用户合理安排生产计划、参与系统调节；另一方面鼓励虚拟电厂、智能微电网、新型储能等新型经营主体和用电侧主体“报量报价”参与现货市场竞争，探索按节点、分区电价申报及结算，支持“电源+储能”作为联合报价主体参与现货市场，推动以市场形成的分时价格引导供需协同。
深化辅助服务市场建设，实现电能-辅助服务联合出清。辅助服务是电力系统运行的调节器，在新型电力系统构建中将发挥愈发重要的作用。当前，我国已初步建立辅助服务市场，调频辅助服务等交易品种持续丰富，辅助服务市场交易机制和费用疏导机制逐步完善。随着高比例新能源接入下电力系统调节需求的不断提升，将对辅助服务市场建设以及与电能量市场的协同运作提出更高要求。文件一是持续丰富爬坡辅助服务等交易品种，持续扩大储能、可调节负荷等新型主体参与范围，合理分摊辅助服务成本，以科学的市场化手段引导各类型调节资源参与辅助服务市场，有效提升系统调节能力。二是推动调频、备用市场与电能量市场联合出清，通过中长期、现货、辅助服务市场一体化设计、联合运营，实现市场价格真实反映多元主体的电能成本及平衡调节成本，引导新能源合理承担自身平衡责任，丰富灵活性主体投资回报途径，实现整体市场的福利最大化。
建立涵盖多类型主体差异化容量补偿机制，促进容量补偿与容量市场机制设计协同推进。随着新能源装机规模快速增长，传统燃煤发电等可靠性电源占比逐步下降。由于新能源发电具有间歇性和波动性，难以可靠满足用电需求，客观上需要更多的调节性资源，为电力系统提供更加充裕的调节能力。当前容量电价补偿机制为推动煤电转变经营发展模式、充分发挥支撑调节作用、促进电力安全稳定供应提供了有效保障，积累了宝贵经验。下一步，还需要进一步完善容量补偿机制，引导各类资源提供可靠容量。因此，文件提出了建立发电机组可靠容量评估机制，通过综合考虑机组类型、出力特性、厂用电率等因素，对各类电源的容量系数进行差异化评估，可以更精准地衡量电源的可靠性和贡献度，实现对调节资源的精准“定价”。同时，支持各地探索容量电价市场化形成方式，建立适应我国电力市场建设情况的容量市场，服务新型电力系统下煤电机组等灵活性资源定位转型，保障国家中长期能源安全。
打造规范透明的电力零售市场，促进批零价格有效传导。零售市场是用户参与市场交易、响应系统调节的重要途径，自本轮电改实施以来，电力零售市场在提升标准化程度、引导用户主动入市、创新市场服务业态等方面成效显著，然而当前电力零售市场信息不对称、市场竞争不充分等现象时有发生，批零价格传导机制需进一步优化完善。文件围绕事前、事中、事后三个阶段对电力零售市场机制建设提出了新要求，为营造竞争充分、公开透明的零售市场环境提供了重要支撑。在交易前，明确建立零售套餐价格事前估算机制，为零售用户的套餐比选、签约提供决策依据，降低用户试错成本；在交易中，鼓励售电公司和零售用户签订分时套餐，促进批发市场价格信号的有效传导，引导零售用户合理规划用能时间，实现削峰填谷；在交易后，要求市场运营机构定期发布市场均价信息，鼓励提供信息推送、供用电账单分析等服务，有助于破除零售市场信息壁垒、提升零售市场透明度。
完善市场干预与处置机制，保障电力市场平稳运行。近年来，国家发展改革委、国家能源局印发多项强化市场监管、规范交易行为等政策文件和专项行动通知，持续推动电力市场的统一、开放、竞争、有序建设。随着电力市场建设进入“深水区”，市场公平竞争秩序与高效运转效率愈发重要，完善市场干预与处置机制意义重大。文件精准聚焦这一关键领域，从市场力监测管控和电力市场干预两大核心方面提出了切实举措。一是在市场力监测管控方面，文件要求结合机组报价一致性、发售一体报价关联性等多维度内容建立监管机制，合理设定监测指标，常态化开展市场力评估监测工作，有助于及时发现使用市场力行为，防止个别市场主体凭借自身优势操纵市场价格，有力保障电力市场的有效竞争态势与健康运行状态，切实维护公平公正的市场环境。二是在电力市场干预方面，文件要求明确市场干预与处置的启动条件、实施主体和处置流程，做好市场干预的记录、上报、披露、复盘分析等全流程闭环管控流程，让市场干预工作有章可循、有据可依。
下一步，北京电力交易中心将在国家发展改革委、国家能源局的指导下，扎实推动建设指引有关要求落地实施，在今年初步建成全国统一电力市场的基础上，持续提升市场建设运营水平，积极服务全国统一电力市场建设。
（北京电力交易中心市场部主任 张显）
